淺析排6南開發現狀及下步對策

白雨祺

摘 要：春風油田排6南區構造位置位于車排子凸起的東北部，屬于準噶爾盆地西部隆起的次一級構造單元。含油面積3.8km2，地質儲量423×104t。本文分析了區塊地質特征，存在問題，并提出了解決措施，確定顯著效果。

關鍵詞：車排子凸起；地層特征；弱邊水驅；油溶性降粘劑+二氧化碳工藝

一、油藏地質概況

1、區域位置

春風油田排6南區構造位置位于車排子凸起的東北部，屬于準噶爾盆地西部隆起的次一級構造單元。含油面積3.8km2，地質儲量423×104t。

2、地層特征

新疆準噶爾盆地西緣排6南區區塊地層自下而上分別為石炭系基巖、中生界侏羅系、白堊系吐谷魯群組、新近系沙灣組、塔西河組和獨山子組以及第四系西域組。排6南區沙灣組頂面構造整體呈向南西傾斜條帶分布，構造比較平緩，砂體頂面埋深470m-625m。

3、儲層特征

排6南沙灣組儲層平均孔隙度為35.2%；滲透率為5000～10000mD。層內非均質性強。油層厚度一般為4～8m，厚度中心在排6-平4（導眼）井南部，最厚可達10m。

排6南沙灣組油藏為具有邊底水的常溫常壓、高孔、高滲、淺薄層特稠油油藏。

二、開發形勢分析

排6南自2011年投入開發以來，經歷了三個開發階段，采用水平井熱采開發，目前處于穩產控遞減階段。共投產熱采水平井46口，處于第11周期及以上的井占比48.9%，處于第1-7周期的井受投產時間影響或屬于N1S邊部能量較高的水平井。

排6-平30井以北地層虧空較大，受邊底水影響較小，注汽壓降大。排6-平30井以南距離邊底水較近，地層能量充足，注汽壓降小。

累產油主要受邊底水和投產時間影響，邊部二線受效井累產油相對較高。油藏內部油井由于能量弱，累產相對較低。西、南部最外圍油井受水體影響，產油量低、產水量高。

三、存在問題及對策淺析

1、南部邊底水發育導致160萬噸儲量難動用

1.1 弱邊水驅

油層縱向地質特征來看，砂體底部由北向南油層逐漸過渡到水層，水體能量逐步增大，含水飽和度逐漸增加從南往北，砂體由油水同層過渡到純油層，含油飽和度逐漸增加

從2018年排6南氮氣泡沫調剖的實施堵調效果來看，合計實施9口井，堵調后合計日產油117t/d，日增油109t/d。總體效果較好，下步可繼續沿用該工藝。實施6口化學堵水，3口井有效，3口井無效，措施有效率50%，單井平均增油288t，平均有效期46天，化學堵水工藝配伍性較差，措施存在一定的風險性，下步可開展其它體系堵水劑的攻關試驗。

1.2 邊底水區

實施微生物吞吐6井次，井控儲量33萬噸，可采儲量11.4萬噸。累計增油5245噸，其中排6-平48、49兩口增油4856噸。分析認為單井注入微生物的效果跟鄰井的開關井狀態有關，下步考慮進行示蹤劑監測，尋找流線，開展區域性或條帶性微生物吞吐，提高整體效果。

2、純油區油井地層虧空大，動用不均衡

北部純油區油井從地層虧空，注入壓力等值圖來看斷層南北存在較大差異，斷層南部油井高效動用，斷層北部油井采出程度低。

3、開發對策

對策1：開展擠油溶性降粘劑+二氧化碳工藝試驗。

排6南純油區斷層南部油井平均注汽壓力下降3.7MPa，平均虧空1.34萬噸。下步計劃開展擠油溶性降粘劑+二氧化碳工藝試驗。CO2可大幅降低稠油的粘度、密度，提高稠油滲流能力，較高地層壓力有利于CO2溶解降粘作用的發揮，增溶性降粘劑可與CO2發揮協同降粘作用。

對策2：適當增加燜井時間，減少周期排水量

氮氣推動蒸汽到地層深處，擴大波及范圍，可適當燜井時間，增加地層溫度及能量。

對策3：開展水平井分段注汽技術

開展水平井分段注汽技術，利用機械卡封改善吸汽剖面，提高水平段動用程度。

對策4：加大動態監測力度

根據水平段溫度，壓力測試結果調整配注器位置，改善水平段動用不均衡

對策5：開展多元熱流流體工藝試驗

多元熱流體中包含蒸汽、CO2、N2及化學藥劑的熱流體 ，不僅能夠起到加熱降黏的作用，同時大量氣體進入地層能夠充分發揮氣體組分的溶解降黏，擴大波及體積，增加地層能量等作用。

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